Transcript Современное состояние и перспективы развития систем РЗА в

Релейная защита и автоматика энергосистем 2012
29 - 31 мая 2012, ВВЦ, Москва
Современное состояние и перспективы
развития систем РЗА в ЕЭС России
Жуков Андрей Васильевич
Заместитель директора по управлению режимами ЕЭС
Объект управления Единая энергетическая система России
■
■
■
■
■
■
■
■
69 региональных энергосистем;
7 объединенных энергетических систем;
протяженность линий электропередачи – более 457 325 км;
электростанций установленной мощностью свыше 5 МВт – более 600;
подстанций напряжением 220 кВ и выше - более 900;
установленная мощность электростанций ЕЭС России – более 218 тыс. МВт;
выработка электроэнергии по ЕЭС России – 1 019,4 млрд. кВт*ч;
годовой максимум потребления ЕЭС России – 147,8 тыс. МВт.
2
Особенности ЕЭС России
3



необходимость передачи больших объемов электроэнергии на
значительные
расстояния и реверсивность потоков активной мощности;
ограничение режимов условиями устойчивости и необходимость управления при
нормативных возмущениях;
высокая степень концентрации электроснабжения – полная зависимость потребителей
от режима энергосистемы и в связи с этим высокие риски тяжелых последствий от
нарушения электроснабжения
Оперативно-диспетчерское управление
Единой энергетической системой России
4
ОАО «СО ЕЭС» – специализированная организация, которая единолично осуществляет
централизованное оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России.
В структуру Системного оператора входят 67 диспетчерских центров:
■ Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) в структуре Исполнительного аппарата;
■ 7 Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ);
■ 59 Региональных диспетчерских управлений (РДУ).
Исполнительный аппарат ОАО «СО ЕЭС» (г. Москва)
Центральное диспетчерское управление (ЦДУ)
Объединенные диспетчерские управления (7)
ОДУ Северо-Запада
ОДУ Юга
ОДУ Центра
ОДУ Средней Волги
ОДУ Урала
ОДУ Сибири
ОДУ Востока
10 РДУ
3 РДУ
Алтайское
Бурятское
Забайкальское
Иркутское
Красноярское
Новосибирское
Омское
Томское
Хакасское
Кузбасское
Амурское
Приморское
Хабаровское
Региональные диспетчерские управления (59)
7 РДУ
Архангельское
Балтийское
Карельское
Кольское
Коми
Ленинградское
Новгородское
6 РДУ
Астраханское
Волгоградское
Дагестанское
Кубанское
Ростовское
Северокавказское
15 РДУ
Белгородское
Владимирское
Вологодское
Воронежское
Ивановское
Костромское
Курское
Липецкое
Московское
Рязанское
Смоленское
Тамбовское
Тверское
Тульское
Ярославское
9 РДУ
Марийское
Мордовское
Нижегородское
Пензенское
Самарское
Саратовское
Татарстана
Чувашское
Ульяновское
9 РДУ
Башкирское
Кировское
Курганское
Оренбургское
Пермское
Свердловское
Тюменское
Удмуртское
Челябинское
Итоги работы РЗА 330-750 кВ за 2011 г.
5
Процент правильной работы устройств РЗА ЛЭП и оборудования
подстанций и электростанций в 2011 году составил 93% (средний
многолетний – 95%).
При этом:
■ Процент правильной работы микропроцессорных устройств РЗА (МП
РЗА) составил 93,77%;
■ Процент правильной работы электромеханических устройств РЗА
составил 92,31%.
Проблема снижения процента правильной работы устройств РЗА,
выполненных на электромеханических реле, в том числе по отношению
к МП РЗА, заключается в:
- естественной убыли работников СРЗА старшего поколения,
квалифицированно обслуживавшего электромеханические устройства РЗА;
- недостаточной профессиональной подготовке релейного персонала;
- росте неправильного функционирования вследствие нарастающего
физического износа электромеханических и микроэлектронных устройств
РЗА.
Состав устройств РЗА оборудования и ЛЭП 110-750 кВ по
состоянию на 01.01.2012г.
17%
17%
33%33%
7% 7%
РЗ и СА
10%
57%
10%
57%
76%
76%
Электромеханические
Электромеханические
Микроэлектронные
Микроэлектронные
Микропроцессорные
30%30%
Микропроцессорные
44%44%
ПА
39%
40%
39%
40%
16%
16%
330-750 кВ
31%
31%
110-220 кВ
6
Динамика модернизации устройств РЗА
7
Устройства РЗ и СА
100%
Устройства ПА
100%
28790
37017
90%
47694
5421
19846
80%
90%
7584
2502
3039
10098
19067
19045
3906
1364
80%
1796
2256
3819
3151
70%
70%
3149
60%
3939
60%
758
4083
4091
50%
40%
769
50%
238972
218642
212893
792
40%
21570
21410
30%
17103
30%
5965
20%
20%
10%
10%
0%
2173
5369
2232
2016
5146
0%
2009 год
2010 год
2011 год
2009 год
РЗ и АПВ 110-220 кВ
Электромеханические
2010 год
2011 год
РЗ и АПВ 330-750 кВ
Микроэлектронные
Микропроцессорные
2009 год
2010 год
2011 год
2009 год
ПА 110-220 кВ
Электромеханические
2010 год
2011 год
ПА 330-750 кВ
Микроэлектронные
Микропроцессорные
■ Наблюдается устойчивая тенденция по постепенной замене морально и физически
устаревших устройств РЗА на более совершенные цифровые устройства РЗА.
■ При существующих темпах модернизации полная замена электромеханических и
микроэлектронных устройств РЗА на цифровые устройства РЗА может быть
осуществлена в сети 330-750 кВ по меньшей мере через 20 лет, в сети 110-220 кВ – не
менее, чем через 30 лет.
■ Собственникам объектов электроэнергетики и потребителям электрической энергии
необходимо решать вопросы:
- сокращения периодичности планового ТО электромеханических и микроэлектронных
устройств РЗА;
- формирования и поддержания ЗИП для электромеханических и микроэлектронных
устройств РЗА.
Организационные причины неправильных действий
устройств РЗА
6%
12%
42%
10%
3%
3%
4%
13%
1%
1%
6%
8
Виновность персонала служб РЗА
Процент неправильной работы устройств РЗА
персонала СРЗА практически не изменился (42,0%).
по
вине
Основными причинами неправильной работы устройств РЗА
по вине персонала служб РЗА являются:
■ неудовлетворительное состояние устройств РЗА;
■ дефекты, оставленные после работ;
■ неправильные
указания
оперативному
персоналу
инструкциях по обслуживанию устройств РЗА;
в
■ непосредственные ошибки при работах;
■ дефекты проекта, не выявленные при вводе устройств в
работу и в процессе их текущей эксплуатации.
Рынок микропроцессорных устройств РЗА
10
3%
1%
2%
1% 1%
1%
Актуальные вопросы:
1%
4%
3%
30%
■ Выбор
производителя
аппаратуры РЗА
4%
■ Обеспечение функциональной
совместимости устройств РЗА
на технологически связанных
объектах электроэнергетики
6%
6%
11%
15%
11%
НПП ЭКРА
АББ Автоматизация
Радиус Автоматика
Siemens
Alstom
ООО Уралэнергосервис
ИЦ Бреслер
НПФ Прософт-Системы
General Electric
НПП Бреслер
НТЦ ГОСАН
ОЗАП Мосэнерго
НТЦ Механотроника
АВВ Энергосвязь
НПФ Энергосоюз
Прочие
■ Качество
предоставляемой
поставщиками
(производителями)
документации
по
обслуживанию, методических
указаний
по
выбору
параметров
настройки
устройств РЗА
Необходимо исключить внедрение устройств РЗА, не адаптированных к
условиям работы в ЕЭС России
Классификация устройств РЗА
11
Требования по обеспечению развития систем РЗА
12
■ Обеспечение единой технической политики в ЕЭС России в условиях
децентрализованной структуры электроэнергетики
■ Построение
комплексов
РЗА,
обеспечивающих
функционирования при любых схемно-режимных условиях сети
надёжность
■ Обеспечение необходимого уровня проектирования в условиях развития
систем технологического управления
■ Повышение уровня новых разработок аппаратуры систем технологического
управления
■ Реализация новых технологий (АРЧМ (ТЭС, АЭС), ПА (II ДО, I ДО), WAMS (δ)),
функционирующих в режиме реального времени
■ Нормативно-правовое и техническое регулирование
■ Решение
проблем
взаимодействия
собственников
объектов
электроэнергетики при создании и модернизации систем технологического
управления в ЕЭС России, выполняемых в ходе нового строительства,
технического перевооружения, реконструкции объектов электроэнергетики
Задачи развития систем РЗА ЕЭС России
13
■
■
■
■
■
Разработка концептуальных вопросов РЗА, учитывающих развитие ЕЭС
России и технических средств управления (FACTS)
Внедрение
современных
программно-технических
средств
с
использованием новых возможностей цифровой техники в целях
повышения технического совершенства РЗА:
разработка новых видов РЗА (управление по углу), обеспечивающих защиту
и управление FACTS, СППТ, цифровых подстанций и т.п.;
применение технологии векторных измерений для задач РЗА (WAMS, WAPS,
WACS);
разработка адаптивных алгоритмов;
повышение точности моделирования процессов в защищаемом объекте
управления;
использование передовых принципов построения архитектуры систем РЗА
Решение задачи кибербезопасности систем РЗА
Использование информационной теории РЗА для создания систем и
устройств нового поколения
Обеспечение высокого уровня эксплуатации РЗА
Сертификация и аттестация устройств РЗА
14
■ ОАО «СО ЕЭС»
создана и функционирует Система добровольной
сертификации объектов электроэнергетики ЕЭС
России (СДС «СО ЕЭС»), приказ ОАО «СО ЕЭС» от
07.09.2005 № 178. Система зарегистрирована
Федеральным
агентством
по
техническому
регулированию и метрологии в едином реестре СДС
16.12.2005 за рег. № РОСС RU.3279.04ЕЭ00
■ ОАО «ФСК ЕЭС»
действует
корпоративная
система
аттестации
устройств РЗА (в том числе устройств ПА) в
соответствии с
«Методикой поведения аттестации
оборудования, технологий, материалов в ОАО «ФСК
ЕЭС»,
и «Порядком проведения аттестации
оборудования, технологий и материалов в ОАО «ФСК
ЕЭС», введённых Распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от
12.10.2009 № 417р
СДС «СО ЕЭС»: сертификация энергоблоков ТЭС
для участия в НПРЧ, АВРЧМ
15
по состоянию на апрель 2012 успешно прошли процедуру сертификации на соответствие
требованиям стандарта СТО 59012820.27.100.002-2005
65 энергоблоков ТЭС суммарной установленной мощностью 20928 МВт
(с учетом сертификатов с окончившимся сроком действия)
49 энергоблоков ТЭС установленной мощностью 16653 МВт задействованы в оказании услуг
по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ)
4 энергоблока ТЭС установленной мощностью 1100 МВт задействованы в оказании услуг по
автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ)



Плюсы сертификации энергоблоков ТЭС в СДС «СО ЕЭС»:
Единые принципы оценки деятельности генерирующих компаний и производителей
оборудования по созданию (модернизации) систем автоматического регулирования
частоты и мощности энергоблоков;
Повышение технического уровня эксплуатации сертифицированных энергоблоков;
Повышение уровня контроля технического состояния оборудования сертифицированных
энергоблоков.
Сертификация в рамках СДС «СО ЕЭС» – гарантия выполнения технических требований к
организации НПРЧ, АВРЧМ на ТЭС и качественного участия энергоблоков ТЭС в регулировании
частоты при оказании услуг по обеспечению системной надежности
Сертификация автоматических регуляторов
возбуждения
АРВ зарубежного производства:
 разработаны в соответствии с западными стандартами (IEEE 421, МЭК 34-16 и др.)
 не соответствуют требованиям ПТЭ, ПУЭ и ГОСТ 21558-2000 «Системы возбуждения турбогенераторов,
гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия».
 не содержат ряд основных функций, обеспечивающих эффективное демпфирование низкочастотных
колебаний и запасы по динамической устойчивости при нормативных возмущениях: релейная форсировка,
блокировка работы системного стабилизатора при возникновении небалансов активной мощности в
энергосистеме и др.
Изменение параметров энергоблока во время синхронных качаний
 Неправильная работа АРВ приводит к возникновению аварийных ситуаций в ЕЭС России:
- Синхронные качания электростанций;
- Межзональные синхронные колебания активной мощности в ЕЭС
- Незатухающие синхронные колебания мощности на энергоблоках
Необходимо исключить внедрение на электростанциях АРВ сильного действия синхронных
генераторов с алгоритмами, не адаптированными к условиям ЕЭС России
16
Сертификация АРВ сильного действия
синхронных генераторов
17
с 2004 г. ОАО «НИИПТ» осуществляет проверку на функционирование и настройку АРВ на электродинамической
модели энергосистемы по согласованной с ОАО «СО ЕЭС» типовой программе комплексных испытаний
 По состоянию на апрель 2012 г. НИИПТ проведено 25 аттестационных испытаний АРВ.
 По результатам 16 испытаний выданы рекомендации о возможности использования прошедших испытания
АРВ в составе систем возбуждения электростанций ЕЭС России
1
Всероссийское совещание под председательством Министра энергетики РФ С.И. Шматко
(протокол от 03.11.2011 № СШ-14 пр, п. 18) :
«Генерирующим компаниям и собственникам генерирующего оборудования устанавливать
системы возбуждения генераторов и АРВ синхронных генераторов, прошедшие
испытания в соответствии с системными требованиями к системам возбуждения и АРВ,
разработанными ОАО «СО ЕЭС» и рекомендованными для применения в ЕЭС России
2
Стандарт ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.160.20.001-2012
«Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам
возбуждения сильного действия синхронных генераторов»
(утв. и введен в действие приказом от 03.04.2012 № 139):
 порядок выбора типа и параметров настройки АРВ;
 технические требования к системам возбуждения и АРВ сильного действия;
 методика выбора кратности форсировки возбуждения по напряжению;
 методики проверки настройки АРВ на физической и цифровой моделях энергосистемы;
 порядок и методика проведениях комплексных сертификационных испытаний АРВ
3



Организация сертификации АРВ в рамках СДС «СО ЕЭС» :
Подготовлены изменения в Правила функционирования СДС «СО ЕЭС»
Определены требования к организациям, выполнение которых необходимо для их аккредитации в качестве
органов по добровольной сертификации АРВ
Проводится работа с МЭИ по привлечению его в качестве органа добровольной сертификации
5
Ведется работа по созданию системы мониторинга работы системных регуляторов (СМСР) :
 Пилотный проект СМСР в опытной эксплуатации на Северо-Западной ТЭЦ и в ОДУ Северо-Запада
4
Вводы ПГУ и ГТУ.
Проблемы обеспечения согласованной работы
генерирующего оборудования, АЧР и ЧДА
18
В период с 2005-2012 гг. в ЕЭС России введено 1600 МВт ПГУ и ГТУ с допустимыми
диапазонами работы по частоте, несоответствующими параметрам настройки АОСЧ
(АЧР и ЧДА).
■ Дзержинская ТЭЦ: ГТУ-150 (150 МВт), уставка технологической защиты – 47,5 Гц;
■ ГТЭС Коломенское: ГТУ-1,2,3 (135,9 МВт), уставка технологической защиты – 49 Гц.
Характеристика изменения частоты и
объемов отключаемой АЧР нагрузки
F1 > F2
P1 АЧР < Р2 АЧР
Несогласованное действие технологических защит ПГУ, ГТУ и АОСЧ:
■
■
■
!
■
■
■
увеличивает дефицит активной мощности;
снижает эффективность работы АЧР;
повышает вероятность срабатывания ЧДА электростанций с выделением энергорайонов на
изолированную работу;
приводит к невозможности выполнения ЧДА на ПГУ и ГТУ;
увеличивает необходимый объем АЧР пропорционально мощности введенных ПГУ и ГТУ;
снижает живучесть энергосистемы в аварийных ситуациях.
Необходимо исключить ввод в эксплуатацию в ЕЭС России ПГУ и ГТУ с допустимыми диапазонами работы
по частоте, несоответствующими параметрам настройки АОСЧ (АЧР и ЧДА). Требуется корректировка
действующего ГОСТ 29328-92 «Установки газотурбинные для привода турбогенераторов».
Подготовка к сертификации ЧДА
19
■ Для проверки работоспособности ЧДА ОАО «СО ЕЭС» разработаны
«Методические указания по проведению испытаний с целью определения
условий устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых
электростанций при выделении на несбалансированную нагрузку» (далее –
Методические указания).
■ Методика испытаний, определенная Методическими указаниями, позволяет
совмещать проверку работоспособности ЧДА с сертификационными
испытаниями генерирующего оборудования.
■ На основе Методических указаний ОАО «ВТИ» в мае 2011 года были проведены
испытания на Кармановской ГРЭС. Испытания показали, что максимально
допустимый небаланс активной мощности при выделении энергоблока (Pном.
блока = 300 МВт) Кармановской ГРЭС на несбалансированную нагрузку
составляет 80 МВт (или 27,6 % Pном. блока).
■ Планируется разработка стандарта ОАО «СО ЕЭС» «Требования к системам
ЧДА электростанций»
Автоматическое управление электроэнергетическими
режимами ЕЭС России в реальном времени
Развитие противоаварийной автоматики в ЕЭС России
20
Цели:
■ Выявление, предотвращение развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы
■ Повышение эффективности ПА для обеспечения минимизации управляющих воздействий
■ Обеспечение наиболее полного использования пропускной способности системообразующей
сети ЕЭС России
Задачи по развитию ПА ЕЭС России:
■ Выпуск национального стандарта «Автоматическое противоаварийное управление режимами
энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем»
■ Выпуск стандартов по отдельным видам ПА
■ Разработка ЦСПА нового поколения (учёт динамики, учёт FACTS, применение передовых
принципов построения архитектуры ЦСПА, использование векторных измерений параметров
режима)
■ Внедрение ЦСПА в ОЭС Востока, ОЭС Сибири, ОЭС Северо-Запада
■ Создание системы сертификации устройств и комплексов ПА в ЕЭС России
■ Разработка новых видов ПА (КСПА, делительная автоматика по напряжению, автоматика
восстановления электроснабжения погашенных энергорайонов, автоматика выявления и
ликвидации недопустимых электромеханических колебаний в энергосистеме и т.п.)
■ Разработка и реализация ТЭО реконструкции ПА в региональных энергосистемах
Развитие ЦСПА в ЕЭС России
21
■
■
■
■
Высоконадежная «открытая» архитектура программных и технических средств
Технологический алгоритм не имеет ограничений на размерность математической модели
Универсальность комплекса позволяет использовать его в любой энергосистеме
Автоматическая оценка устойчивости и выбор управляющих воздействий в любых схемнорежимных ситуациях
■ Функционирование при каскадном развитии аварийных событий в энергосистеме
ЕЭС РОССИИ
Технологическиизолированные
энергосистемы
ОДУ Средней
Волги
Создание
ЦСПА – 2010 г.
ОДУ Юга
Создание
ЦСПА - 2008 г.
ОДУ Востока
Создание
ЦСПА – 2013 г.
ОДУ Урала
Замена старой
ЦСПА - 2005 г.
Модернизация –
2007 г.
Тюменское РДУ
Создание
ЦСПА – 2007 г.
ОДУ Сибири
Создание
ЦСПА – 2012 г.
Развитие систем АРЧМ в ЕЭС России
22
Цели:
▬ Повышение качества регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС
России и, как следствие, возможность увеличения передаваемой мощности по
межсистемным сечениям при сохранении надежности параллельной работы
энергосистем
Перспективы развития систем АРЧМ:
▬ Выполнение мероприятий, обеспечивающих возможность участия в АВРЧМ ГЭС
мощностью более 100 МВт в соответствии с требованиями стандарта по согласованной
работе систем АРЧМ с автоматикой управления мощностью ГЭС
▬ Увеличение
количества подключаемых к ЦС/ЦКС АРЧМ
энергоблоков ТЭС для возможности развития РСУ по АВРЧМ
сертифицированных
▬ Проведение работ по исследованию возможности управления ВПТ от ЦС АРЧМ
▬ Совершенствование алгоритмов управления систем АРЧМ для наиболее оптимального
управления электростанциями, с учетом их маневренности, месторасположения и
наличия резервов регулирования
Развитие системы АРЧМ в ЕЭС России
23
ЦС АРЧМ
Кольской ЭС
ЦКС АРЧМ ЕЭС
АРПЧ, АОП
(АРЧ*)
АРЧ
(АОП, АРПЧ*)
6 ГЭС
АРПЧ, АОП
(АРЧ*)
АРЧ, АОП
Братская ГЭС
Зейская ГЭС
Заинская ГРЭС
Усть-Илимская
ГЭС
Бурейская ГЭС
Волжская ГЭС
Саратовская ГЭС
АОП
5 ГЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Востока
Жигулевская ГЭС
ЦС АРЧМ Центр.
части ОЭС
Северо-Запада
Киришская ГРЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Сибири
Нижегородская
ГЭС
Саяно-Шушенская
ГЭС
Красноярская ГЭС
Нижнекамская ГЭС
Новосибирская
ГЭС
Чебоксарская ГЭС
Иркутская ГЭС
Рыбинская ГЭС
Богучанская ГЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Юга
АОП
(АРПЧ, АРЧ*)
Чиркейская ГЭС
Ставропольская
ГРЭС
Ирганайская ГЭС
Миатлинская ГЭС
Зеленчукская ГЭС
Цимлянская ГЭС
Кубанская ГЭС-2
Угличская ГЭС
Павловская ГЭС
Сургутская ГРЭС -1
Ириклинская ГРЭС
Камская ГЭС
ГЭС
ТЭС
Воткинская ГЭС
Пермская ГРЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Урала
АОП
(АРПЧ, АРЧ*)
Возможно управление объектами
ЦКС – центральная координирующая система
ЦС – централизованная система
АРЧ – автоматическое вторичное регулирование частоты
АРПЧ – автоматическое регулирование перетока с коррекцией
по частоте
Возможно управление объектами, подключенными к ЦС АРЧМ
АОП – автоматическое ограничение перетоков
Планируется управление объектами
(АРЧ, АРПЧ, АОП*) – резервные функции
Схема централизованных систем АРЧМ в ЕЭС России с учетом ближайшей перспективы
Возможности WAMS -технологий для развития
систем управления ЕЭС
РЗА
-
WAPS
-
WACS
-
WAMS
-
24
SCADA/EMS
Электромагнитные
переходные
процессы
Электромеханические
переходные процессы
Стационарные
процессы
Короткие замыкания
н/ч колебания,
контроль напряжения
и относительных
углов напряжений,
асинхронный режим
Управление
нормальным
режимом
энергосистемы
Терминалы РЗА,
РАС
СМПР
Телеизмерения
Мониторинг работы и
настройки РЗА, ПА,
ЦСПА
мониторинг динамики
энергосистемы, оценка
тяжести электрического
режима
Оперативнодиспетчерское
управление,
задачи EMS
0,001 …
0,01 … -
… 0,02
… 0,2 …
-
1
…
10
t, сек.
Структурная схема системы сбора
информации СМПР ЕЭС/ОЭС
25
Развитие система мониторинга
переходных режимов ЕЭС/ОЭС
26
Функциональные направления применения
данных векторных измерений
Off-line
On-line
ЦЕЛЬ:
Расчетно-аналитические
задачи
Верификация
динамических моделей
Послеаварийный
анализ
Режимное и
противоаварийное
управление
Оценка тяжести режима
энергосистемы
Оценивание
состояния
Мониторинг
функционирования СВ и
АРВ
Мониторинг взаимных
углов напряжения в
узлах энергосистемы
Мониторинг
низкочастотных
колебаний
повышение надежности работы ЕЭС России путем совершенствования и
развития методов и систем оперативно-диспетчерского и автоматического
управления электрическими режимами работы ЕЭС
Тенденции развития СМПР в ЕЭС России и применения WAMSтехнологий в системах управления ЕЭС
27
Перспективы развития до 2020 года
-
управление режимом работы электропередачи с использованием
параметра относительного угла (транзит Рефтинская ГРЭС – ПС 500 кВ
Тюмень - Сургутские ГРЭС);
-
внедрение WAMS – технологий в системы ЦСПА и АРЧМ;
-
разработка и внедрение систем управления гибкими электропередачами
с применением WAMS-технологий;
-
определение колебательной устойчивости энергосистемы в режиме
реального времени;
-
разработка системы ПА предотвращения каскадных аварий;
-
создание пусковых органов и ПА на базе векторных измерений
параметров электрического режима
ВЫВОДЫ
28
■ ОАО «СО ЕЭС», решая задачи системной надёжности, развивает
системы РЗА в ЕЭС России, обеспечивает ее устойчивую работу и
создаёт условия для эффективного функционирования рынка
электроэнергии (мощности).
■ Процедуры сертификации и аттестации нового оборудования
обеспечивают выполнение единых технических требований
производителями оборудования и собственниками энергообъектов
при создании, реконструкции и эксплуатации устройств РЗА, и
повышают надежность работы энергосистем в целом.
■ Проведение единой технической политики в области развития
систем технологического управления в ЕЭС России требует
объединения усилий всех субъектов электроэнергетики
■ Внедрение новых технологий в процесс производства, передачи,
распределения
и
потребления
электроэнергии
создают
предпосылки для кардинального развития теории и практики систем
технологического
управления
и,
в
первую
очередь,
совершенствования систем РЗА
Спасибо за внимание
Жуков Андрей Васильевич
Контактная информация: [email protected], (495) 627-83-06